CN116291342A - 一种高混相压力油藏co2混相驱装置及方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种高混相压力油藏CO2混相驱装置，包括：井口装置，设置在注入井的井口处；注入装置，设置在注入井内，且注入装置位于储层处；井口装置包括：超临界CO2入口端，通过超临界CO2入口端，向储层中注入超临界CO2作为前置助驱段塞；冷却水入口端以及液态CO2入口端，通过冷却水入口端以及液态CO2入口端，向储层中交替注入水和液态CO2作为主段塞；注入装置具有蓄能作用。本发明向储层中注入超临界CO2作为前置助驱段塞，超临界CO2蓄能并且瞬间释放作用于储层，利用瞬时高压冲击储层，使储层的缝隙增大。水、二氧化碳段赛交替注入过程中，注入冷却水来降低含油地层的CO2最小混相压力。最终，提高了原有的流动性以及降低最小混相压力，从而提高采收率。
Description
技术领域
本申请涉及CO2采油技术领域，具体涉及一种高混相压力油藏CO2混相驱装置及方法。
背景技术
目前，随着科技的不断发展与进步，全球变暖现象愈加剧烈。碳捕集、CO2利用与封存(CCUS)是应对全球气候变化的关键技术之一。其中，CO2驱油技术(CO2enhanced oilrecovery,CO2-EOR)是重要手段之一，可在提高原油采收率的同时，实现对CO2的封存，常用于三次采油。
CO2驱油技术分为混相驱和非混相驱，区分两者的关键是最小混相压力(minimummiscibility pressure，MMP)。当压力高于MMP时，CO2与原油间的界面消失，界面张力(interfacial tension，IFT)为零，油气两相达到混溶，因此，如何降低CO2与原油的最小混相压力使其低于油藏压力是CO2混相驱油法非常重要的一环。
由于我国大部分油田的原油组成及地层温度因素，原始地层温度下二氧化碳驱混相压力较高，难以实现二氧化碳混相驱，制约了二氧化碳驱油技术的推广应用。
近年来，国内外的许多学者提出用表面活性剂来降低CO2与原油的最小混相压力。例如，中国专利CN111058816A提供了一种提高CO2混相驱采收率的方法，在CO2混相驱过程中，加入能够提高超临界CO2混相驱体系宏观视粘度的化学剂，从而进一步提高超临界CO2的波及面积，提高低渗油藏CO2混相驱采收率。
例如，中国专利CN113881417A涉及一种含失水山梨醇聚醚羧酸酯的化学剂组合物及其制法和其降低CO2驱最小混相压力的方法，通过化学剂组合物降低CO2与原油的界面张力，从而降低两者的最小混相压力。
例如，中国专利CN114876425A提出了一种低渗透油藏驱油方法，助驱剂为聚苯乙烯-丙烯酰胺共聚物和聚乙烯吡咯烷酮质量比(3：1)-(7：1)的混合物，二者协同作用，有效避免了二氧化碳驱油时的气窜和粘性指进现象，从而大大提高了二氧化碳的驱油效果。
也有一些学者提出通过在二氧化碳中加入液化气或轻烃等组分，以降低混相压力。例如，中国专利CN114482944A提出了一种井下多级接触分离实现CO2混相驱油的方法，通过在注入井注入CO2在地层驱替中与原油接触抽提逐渐富集轻烃组分，CO2驱替液进入生产井的CO2原油分离装置中进行降压分离，富集轻烃组分的CO2驱替液继续注入地层实现与原油多次接触抽提，CO2驱替液在地层中多次循环后富含轻烃组分达到与地层原油混相条件，从而实现CO2混相驱。
例如，期刊文章“降低二氧化碳驱油最小混相压力新方法”(重庆科技学院学报(自然科学版)，2012年第1期：78-51)提出了一种降低CO2驱油最小混相压力的方法，向CO2中加入一定比例液化气可以达到降低CO2混相驱油最小混相压力的目的。
然而，一方面，由于原油与二氧化碳间界面张力较低，表面活性剂分子难以在相间稳定分布，因此难以通过该方法大幅降低混相压力。另一方面，液化气或轻烃等回收难度大，且易发生固相沉积。
因此，研究一种能够大幅降低混相压力，且不发生固相沉积的高混相压力油藏CO2混相驱装置及方法，成为本领域亟需解决的技术问题。
发明内容
为解决上述问题，本发明采取的技术方案为：
一种高混相压力油藏CO2混相驱装置，包括：
井口装置，设置在注入井的井口处；
注入装置，设置在注入井内，且注入装置位于储层处；
其中，井口装置包括：
超临界CO2入口端，通过超临界CO2入口端，向储层中注入超临界CO2作为前置助驱段塞；
冷却水入口端以及液态CO2入口端，通过冷却水入口端以及液态CO2入口端，向储层中交替注入水和液态CO2作为主段塞；
其中，注入装置具有蓄能作用。
进一步的，注入装置包括：
上接头，其侧壁开设有喷射孔；
下接头，固定设置于上接头的下端；
滑套，同轴设置在上接头内，滑套的上端面高于喷射孔；
蓄能件，固定设置于滑套的上方，且滑套以及蓄能件均可相对上接头滑动；
蓄能变径环，蓄能变径环部分位于滑套内，部分位于下接头内；
其中，在一定的力的作用下，蓄能变径环能够收缩全部进入滑套内。
进一步的，蓄能变径环的内周缘位于滑套内，外周缘位于下接头内；
其中，蓄能变径环为具有开口的呈C形的环状体，且蓄能变径环受剪力可收缩以将开口封闭，从而形成圆环形。
进一步的，内周缘的截面呈矩形，滑套的外侧还设置有环形容纳槽，且环形容纳槽的截面也呈矩形，内周缘位于环形容纳槽内；
外周缘的截面呈锥台形，下接头的内侧壁还设有环形挤压槽，且环形挤压槽截面的形状及尺寸与外周缘的截面相匹配。
进一步的，初始状态下，蓄能变径环的内周缘的内侧面与环形容纳槽的侧面间隙配合。
进一步的，滑套的上端开设有若干第一环形槽，且第一环形槽内安装有第一密封圈；
滑套的下端开设有若干第二环形槽，且第二环形槽内安装有第二密封圈。
进一步的，蓄能变径环的设计参数为：
其中，Δr＝r-r1；
式中，r为蓄能变径环初始状态的内径，m；r1为蓄能变径环变形后内径，m；θ为开口的角度，度；R为蓄能变径环初始状态的外径，m；d为蓄能变径环的高度，m；w为斜面在蓄能变径环轴向方向的长度，m；z为斜面在蓄能变径环径向方向的长度，m；K为蓄能变径环发生变形所对应的压力值，N；
其中，
式中，E为蓄能变径环的弹性模量，N/m2；μ为蓄能变径环的泊松比。
进一步的，蓄能变径环采用的材料为42CrMo。
一种高混相压力油藏CO2混相驱方法，使用上述的高混相压力油藏CO2混相驱装置，包括如下步骤：
S1、注入前置段塞：
通过超临界CO2入口端，向注入装置中注入超临界CO2，超临界CO2在注入装置中加压到7.5-8.5MPa时，超临界CO2瞬间释放进入储层；
S2、注入主段塞：
通过冷却水入口端以及液态CO2入口端，向储层中交替注入冷却水和液态CO2作为主段塞。
进一步的，S2中，冷却水的注入量为：
Cw＝35.3(1-φ)Cpr+35.3φ(SoCpo+SwCpw)
式中，Cw为储层每降低1度所需要的冷却水的量，m3；φ为岩石的孔隙度；Cpr为岩石的热容量，J/(kg·℃)；So为岩石的油饱和度，kg/m3；Cpo为油的热容量，J/(kg·℃)；Sw为岩层的水饱和度，kg/m3；Cpw为水的热容量，J/(kg·℃)。
有益效果：
(1)向储层中注入超临界CO2作为前置助驱段塞，超临界CO2蓄能并且瞬间释放作用于储层，利用瞬时高压冲击储层，使储层的缝隙增大。水、二氧化碳段赛交替注入过程中，注入冷却水来降低含油地层的CO2最小混相压力。最终，提高了原有的流动性以及降低最小混相压力，从而提高采收率。
(2)蓄能件将注入装置内部空间分隔为两部分，向注入装置内蓄能件上方的空间注入超临界CO2，待压力超过蓄能变径环的负荷，蓄能变径环发生收缩变形并全部进入滑套内，滑套以及蓄能件下滑并打开喷射孔，积蓄能量的超临界CO2通过喷射孔进入储层，该蓄能的超临界CO2冲击使储层的缝隙增大，从而有利于二氧化碳驱油。
(3)通过设置蓄能变径环，以及优化蓄能变径环的形状、尺寸以及材料属性，能够根据实际工况，合理的配置各个参数，且能够精准设置蓄能变径环发生变形所对应的压力值与设计值吻合。
(4)提出了冷却水的注入量的计算式，通过该计算式，能够根据储层的实际工况以及需要降低的温度，合理、准确地配置冷却水的注入量，从而降低含油地层的CO2最小混相压力，提高采收率。
附图说明
通过阅读下文优选实施方式的详细描述，各种其他的优点和益处对于本领域普通技术人员将变得清楚明了。附图仅用于示出优选实施方式的目的，而并不认为是对本发明的限制。而且在整个附图中，用相同的参考符号表示相同的部件。在附图中：
图1为高混相压力油藏CO2混相驱装置整体图；
图2为图1中A处局部放大图；
图3为注入装置整体结构图；
图4为注入装置***视图；
图5为注入装置剖视图；
图6为图5中B处局部放大图；
图7为图5中C处局部放大图；
图8为蓄能变径环整体结构图；
图9为蓄能变径环收缩闭合状态结构图；
图10为蓄能变径环初始状态俯视图；
图11为蓄能变径环收缩闭合状态俯视图；
图12为蓄能变径环截面图。
其中，井口装置100、超临界CO2入口端110、冷却水入口端120、液态CO2入口端130、注入装置200、上接头210、喷射孔211、下接头220、环形挤压槽221、滑套230、环形容纳槽231、第一环形槽232、第二环形槽233、蓄能件240、蓄能变径环250、内周缘251、外周缘252、开口253、第一密封圈260、第二密封圈270、注入井300。
具体实施方式
下面将参照附图更详细地描述本公开的示例性实施方式。虽然附图中显示了本公开的示例性实施方式，然而应当理解，可以以各种形式实现本公开而不应被这里阐述的实施方式所限制。相反，提供这些实施方式是为了能够更透彻地理解本公开，并且能够将本公开的范围完整的传达给本领域的技术人员。
如图1-12，本实施方式提供了一种高混相压力油藏CO2混相驱装置，包括井口装置100以及注入装置200。
其中，井口装置100设置在注入井300的井口处，用于向注入井300内注入CO2等助驱剂；注入装置200设置在注入井300内，且注入装置200位于储层处，用于向储层内注入CO2等助驱剂。
可以理解的是，把二氧化碳注入油层中可以提高油田采油率，二氧化碳驱油的机理包括降粘作用、混相效应、降低界面张力等。其中，混相效应是指两种流体能相互溶解而不存在界面，消除了界面张力。
为了降低二氧化碳驱混相压力，现有技术大部分通过向二氧化碳中加入表面活性剂降低混相压力，也有一部分通过在二氧化碳中加入液化气或轻烃等组分，以降低混相压力。
然而，由于原油与二氧化碳间界面张力较低，表面活性剂分子难以在相间稳定分布，因此难以通过该方法大幅降低混相压力。并且，液化气或轻烃等回收难度大，且易发生固相沉积。
为了排除上述问题，本实施方式中，井口装置100包括超临界CO2入口端110、冷却水入口端120以及液态CO2入口端130。其中，通过井口装置100的超临界CO2入口端110，向储层中注入超临界CO2作为前置助驱段塞；通过井口装置100的冷却水入口端120以及液态CO2入口端130，向储层中交替注入水和液态CO2作为主段塞。
并且，注入装置200具有蓄能作用，通过井口装置100的超临界CO2入口端110，向注入装置200中注入超临界CO2，在注入装置200中蓄能到一定程度，超临界CO2瞬间释放作用于储层。
由此，本实施方式的高混相压力油藏CO2混相驱装置，工作时：
首先，通过超临界CO2入口端110，向注入装置200中注入超临界CO2，在注入装置200中蓄能到一定程度，超临界CO2瞬间释放作用于储层，利用瞬时高压冲击储层，使储层的缝隙增大，从而有利于二氧化碳驱油。
然后，通过冷却水入口端120以及液态CO2入口端130，向储层中交替注入冷却水和液态CO2作为主段塞。通过向地层中注入冷却水来降低含油地层的CO2最小混相压力，提高采收率。
通过以上设置，向储层中注入超临界CO2作为前置助驱段塞，超临界CO2蓄能并且瞬间释放作用于储层，利用瞬时高压冲击储层，使储层的缝隙增大。水、二氧化碳段赛交替注入过程中，注入冷却水来降低含油地层的CO2最小混相压力。最终，提高了原有的流动性以及降低最小混相压力，从而提高采收率。
具体的，注入装置200包括上接头210以及固定设置于上接头210下端的下接头220，且上接头210的侧壁开设有喷射孔211；上接头210内同轴设置有滑套230以及固定设置于滑套230上方的蓄能件240，且滑套230以及蓄能件240均可相对上接头210滑动；滑套230的上端面高于喷射孔211，以将喷射孔211封闭。
并且，滑套230和下接头220之间设置有蓄能变径环250，且蓄能变径环250部分位于滑套230内，部分位于下接头220内，以保证滑套230和下接头220在轴向相对固定。
其中，在一定的力的作用下，蓄能变径环250能够收缩全部进入滑套230内。
由此，蓄能件240将注入装置200内部空间分隔为两部分，向注入装置200内蓄能件240上方的空间注入超临界CO2，待压力超过蓄能变径环250的负荷，蓄能变径环250发生收缩变形，滑套230以及蓄能件240下滑并打开喷射孔211，积蓄能量的超临界CO2通过喷射孔211进入储层，该蓄能的超临界CO2冲击使储层的缝隙增大，从而有利于二氧化碳驱油。
本实施方式中，蓄能变径环250的内周缘251位于滑套230内，外周缘252位于下接头220内，以保证滑套230和下接头220在轴向相对固定；并且，蓄能变径环250为具有开口253的呈C形的环状体，且蓄能变径环250受剪力可收缩以将开口253封闭，从而形成圆环形。
由此，当超临界CO2蓄能加压未达到阈值时，蓄能变径环250受到的剪力值也未达到变形状态，其内周缘251位于滑套230内，外周缘252位于下接头220内，保持滑套230和下接头220相对固定。当超临界CO2蓄能加压达到阈值时，蓄能变径环250受到的剪力值也达到变形状态，其收缩为环形，直径变小，蓄能变径环250全部进入滑套230内，从而滑套230以及蓄能件240能够下滑并打开喷射孔211。
可以理解的是，蓄能变径环250发生变形对应的剪力值与超临界CO2蓄能加压蓄能件240的压力值的阈值相匹配。
本实施方式中，内周缘251的截面呈矩形，滑套230的外侧还设置有环形容纳槽231，且环形容纳槽231的截面也呈矩形，内周缘251位于环形容纳槽231内；外周缘252的截面呈锥台形，下接头220的内侧壁还设有环形挤压槽221，且环形挤压槽221截面的形状及尺寸与外周缘252的截面相匹配。
本实施方式中，蓄能变径环250在初始状态下，其内周缘251的内侧面与环形容纳槽231的侧面间隙配合，使得蓄能变径环250收缩为环形时可完全进入环形容纳槽231内。
本实施方式中，滑套230的上端开设有若干第一环形槽232，且第一环形槽232内安装有第一密封圈260；滑套230的下端开设有若干第二环形槽233，且第二环形槽233内安装有第二密封圈270。从而，保证蓄能件240上方的空间保持密封。
本实施方式中，蓄能变径环250的设计参数为：
其中，Δr＝r-r1；
式中，如图10-12所示，r为蓄能变径环250初始状态的内径，m；r1为蓄能变径环250变形后内径，m；θ为开口253的角度，度；R为蓄能变径环250初始状态的外径，m；d为蓄能变径环250的高度，m；w为斜面在蓄能变径环250轴向方向的长度，m；z为斜面在蓄能变径环250径向方向的长度，m；K为蓄能变径环250发生变形所对应的压力值，N；λ以及G为蓄能变径环250的材料参数。
其中，
式中，E为蓄能变径环250的弹性模量，N/m2；μ为蓄能变径环250的泊松比。
可以理解的是，在超临界CO2蓄能过程中，在忽略滑套230和蓄能件240重力的情况下，蓄能变径环250承受的压力值大致等于超临界CO2对于蓄能件240的压力。即，蓄能变径环250发生变形所对应的压力值K与超临界CO2蓄能的压力存在数值关系。
本实施方式的高混相压力油藏CO2混相驱装置，通过设置蓄能变径环250，以及优化蓄能变径环250的形状、尺寸以及材料属性，能够根据实际工况，合理的配置各个参数，且能够精准设置蓄能变径环250发生变形所对应的压力值与设计值吻合。
本实施方式中，制备蓄能变径环250所选用的材料为42CrMo，其弹性模量为2.12E+11N/m2，泊松比为0.28。
本实施方式还提供一种高混相压力油藏CO2混相驱方法，使用上述的高混相压力油藏CO2混相驱装置，包括如下步骤：
S1、注入前置段塞：
通过超临界CO2入口端110，向注入装置200中注入超临界CO2，超临界CO2在注入装置200中加压到7.5-8.5MPa时，超临界CO2瞬间释放进入储层；
S2、注入主段塞：
通过冷却水入口端120以及液态CO2入口端130，向储层中交替注入冷却水和液态CO2作为主段塞。
通过以上设置，向储层中注入超临界CO2作为前置助驱段塞，超临界CO2蓄能并且瞬间释放作用于储层，利用瞬时高压冲击储层，使储层的缝隙增大。水、二氧化碳段赛交替注入过程中，注入冷却水来降低含油地层的CO2最小混相压力。最终，提高了原有的流动性以及降低最小混相压力，从而提高采收率。
本实施方式中，S2中，冷却水的注入量为：
Cw＝35.3(1-φ)Cpr+35.3φ(SoCpo+SwCpw)
式中，Cw为储层每降低1度所需要的冷却水的量，m3；φ为岩石的孔隙度；Cpr为岩石的热容量，J/(kg·℃)；So为岩石的油饱和度，kg/m3；Cpo为油的热容量，J/(kg·℃)；Sw为岩层的水饱和度，kg/m3；Cpw为水的热容量，J/(kg·℃)。
通过该设置，能够根据储层的实际工况以及需要降低的温度，合理、准确地配置冷却水的注入量，从而降低含油地层的CO2最小混相压力，提高采收率。
本实施方式中，所述S1中超临界CO2与所述S2中冷却水和液态CO2的注入量之比为1：2-3：4。
本实施方式中，所述S2中，冷却水和液态CO2的注入比为3:2-2:1。
本实施方式中，助驱剂水溶液的注入速度为1-2m3/h；冷却水和液态CO2的注入速度为1-2m3/h。
以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应以所述权利要求的保护范围为准。
Claims (10)
1.一种高混相压力油藏CO2混相驱装置，包括：
井口装置(100)，设置在注入井(300)的井口处；
注入装置(200)，设置在注入井(300)内，且注入装置(200)位于储层处；
其特征在于，井口装置(100)包括：
超临界CO2入口端(110)，通过超临界CO2入口端(110)，向储层中注入超临界CO2作为前置助驱段塞；
冷却水入口端(120)以及液态CO2入口端(130)，通过冷却水入口端(120)以及液态CO2入口端(130)，向储层中交替注入水和液态CO2作为主段塞；
其中，注入装置(200)具有蓄能作用。
2.根据权利要求1所述的高混相压力油藏CO2混相驱装置，其特征在于：注入装置(200)包括：
上接头(210)，其侧壁开设有喷射孔(211)；
下接头(220)，固定设置于上接头(210)的下端；
滑套(230)，同轴设置在上接头(210)内，滑套(230)的上端面高于喷射孔(211)；
蓄能件(240)，固定设置于滑套(230)的上方，且滑套(230)以及蓄能件(240)均可相对上接头(210)滑动；
蓄能变径环(250)，蓄能变径环(250)部分位于滑套(230)内，部分位于下接头(220)内；
其中，在一定的力的作用下，蓄能变径环(250)能够收缩全部进入滑套(230)内。
3.根据权利要求2所述的高混相压力油藏CO2混相驱装置，其特征在于：蓄能变径环(250)的内周缘(251)位于滑套(230)内，外周缘(252)位于下接头(220)内；
其中，蓄能变径环(250)为具有开口(253)的呈C形的环状体，且蓄能变径环(250)受剪力可收缩以将开口(253)封闭，从而形成圆环形。
4.根据权利要求3所述的高混相压力油藏CO2混相驱装置，其特征在于：内周缘(251)的截面呈矩形，滑套(230)的外侧还设置有环形容纳槽(231)，且环形容纳槽(231)的截面也呈矩形，内周缘(251)位于环形容纳槽(231)内；
外周缘(252)的截面呈锥台形，下接头(220)的内侧壁还设有环形挤压槽(221)，且环形挤压槽(221)截面的形状及尺寸与外周缘(252)的截面相匹配。
5.根据权利要求3所述的高混相压力油藏CO2混相驱装置，其特征在于：初始状态下，蓄能变径环(250)的内周缘(251)的内侧面与环形容纳槽(231)的侧面间隙配合。
6.根据权利要求2所述的高混相压力油藏CO2混相驱装置，其特征在于：滑套(230)的上端开设有若干第一环形槽(232)，且第一环形槽(232)内安装有第一密封圈(260)；
滑套(230)的下端开设有若干第二环形槽(233)，且第二环形槽(233)内安装有第二密封圈(270)。
7.根据权利要求4所述的高混相压力油藏CO2混相驱装置，其特征在于：蓄能变径环(250)的设计参数为：
其中，Δr＝r-r1；
式中，r为蓄能变径环(250)初始状态的内径，m；r1为蓄能变径环(250)变形后内径，m；θ为开口(253)的角度，度；R为蓄能变径环(250)初始状态的外径，m；d为蓄能变径环(250)的高度，m；w为斜面在蓄能变径环(250)轴向方向的长度，m；z为斜面在蓄能变径环(250)径向方向的长度，m；K为蓄能变径环(250)发生变形所对应的压力值，N；
其中，
式中，E为蓄能变径环(250)的弹性模量，N/m2；μ为蓄能变径环(250)的泊松比。
8.根据权利要求7所述的高混相压力油藏CO2混相驱装置，其特征在于：蓄能变径环(250)采用的材料为42CrMo。
9.一种高混相压力油藏CO2混相驱方法，使用如权利要求1-8任意一项所述的高混相压力油藏CO2混相驱装置，其特征在于，包括如下步骤：
S1、注入前置段塞：
通过超临界CO2入口端(110)，向注入装置(200)中注入超临界CO2，超临界CO2在注入装置(200)中加压到7.5-8.5MPa时，超临界CO2瞬间释放进入储层；
S2、注入主段塞：
通过冷却水入口端(120)以及液态CO2入口端(130)，向储层中交替注入冷却水和液态CO2作为主段塞。
10.根据权利要求9所述的高混相压力油藏CO2混相驱方法，其特征在于：S2中，冷却水的注入量为：
Cw＝35.3(1-φ)Cpr+35.3φ(SoCpo+SwCpw)
式中，Cw为储层每降低1度所需要的冷却水的量，m3；φ为岩石的孔隙度；Cpr为岩石的热容量，J/(kg·℃)；So为岩石的油饱和度，kg/m3；Cpo为油的热容量，J/(kg·℃)；Sw为岩层的水饱和度，kg/m3；Cpw为水的热容量，J/(kg·℃)。
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